RU2748098C1 - Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation - Google Patents
Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2748098C1 RU2748098C1 RU2020143189A RU2020143189A RU2748098C1 RU 2748098 C1 RU2748098 C1 RU 2748098C1 RU 2020143189 A RU2020143189 A RU 2020143189A RU 2020143189 A RU2020143189 A RU 2020143189A RU 2748098 C1 RU2748098 C1 RU 2748098C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- heat
- submersible pump
- oil
- resistant
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 26
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 26
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical class [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 alkali metal nitrites Chemical class 0.000 description 3
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 125000003172 aldehyde group Chemical group 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000002373 hemiacetals Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно - к технологии добычи тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции добывающих и нагнетающих, с применением тепла, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта путём закачки термоактивного состава, и может быть использовано для активации или возобновления нефтяных скважин с высокой вязкостью нефти, продуктивность которых снижена из-за парафино-гидратных и асфальтосмолистых отложений, закупоривающих фильтрационные каналы и нарушающих связь скважины с флюидонесущим пластом, а также для регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.The invention relates to the oil industry, namely to a technology for the production of heavy and high-viscosity oil from horizontal or inclined section of multifunctional wells, combining the functions of production and injection, using heat, in particular, to methods of thermochemical treatment of an oil reservoir by injection of a thermoactive composition , and can be used to activate or restore oil wells with high viscosity of oil, the productivity of which is reduced due to paraffin-hydrate and asphalt-resinous deposits, clogging filtration channels and disrupting the connection of the well with a fluid-carrying formation, as well as to regulate the development process and increase oil recovery of heterogeneous by the permeability of the reservoirs.
Далее в тексте заявителем приведена расшифровка терминов, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.Further in the text, the applicant provides a decoding of terms that are necessary to facilitate an unambiguous understanding of the essence of the declared materials and to exclude contradictions and / or controversial interpretations when performing an examination on the merits.
НКТ - насосно-компрессорная труба. Tubing - tubing.
БС - бинарный состав, состоящий из смеси водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры). BS is a binary composition consisting of a mixture of aqueous solutions of inorganic salts of sodium nitrite and ammonium nitrate (ammonium nitrate).
Из исследованного уровня техники заявителем выявлены различные виды многофункциональных скважин.From the investigated prior art, the applicant identified various types of multifunctional wells.
Так, известны изобретения по патентам РФ, являющиеся аналогами по отношению к способу:So, there are known inventions under patents of the Russian Federation, which are analogues in relation to the method:
- №2580330 «Способ разработки нефтяного пласта», - No. 2580330 "Method for the development of an oil reservoir",
- №2594027 «Способ скважинной разработки участка нефтяного пласта», - No. 2594027 "Method of borehole development of a section of an oil reservoir",
- №2646902 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти»- No. 2646902 "Method for the development of high-viscosity oil deposits"
Они объединены тем, что используют многофункциональные скважины, где в одной обсадной колонне расположены рядом по отношению друг к другу две трубы, одна для подачи вытесняющего агента и/или теплоносителя в виде пара, а вытесняемый флюид добывается по другой трубе. They are united by the fact that they use multifunctional wells, where in one casing two pipes are located adjacent to each other, one for supplying a displacing agent and / or a heat carrier in the form of steam, and the displaced fluid is produced through the other pipe.
Недостатками известных технических решений являются:The disadvantages of the known technical solutions are:
- высокие энергозатраты на нагрев перегретого пара;- high energy consumption for heating superheated steam;
- потери тепла при прохождении пара по стволу скважины,- heat loss when steam passes through the wellbore,
- негативное влияние на работу погружных насосов при прохождении пара, что приводит к их перегреву и выводу из строя.- negative impact on the operation of submersible pumps during the passage of steam, which leads to their overheating and failure.
Известно изобретение по патенту №2637259 «Термогазохимический бинарный состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта», являющееся аналогом по отношению к способу и по отношению к составу. Сущностью является способ для обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, включающий закачку в пласт термогазохимического бинарного состава - растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором, отличающийся тем, что смешение растворов аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов с инициирующим раствором производят в режиме интенсивного перемешивания до начала закачки термогазохимического бинарного состава в нефтегазоносный пласт, а в качестве инициирующего раствора используют растворы альдегидов, содержащие спирты или ацетон, превращающие альдегидные группировки в полуацетали, которые обладают пониженной реакционной способностью, что обеспечивает индукционный период, достаточный для безопасной закачки исходных реагентов в нефтегазоносный пласт. Способ по п. 5, отличающийся тем, что температура водного раствора аммониевых солей минеральных кислот и нитритов щелочных металлов перед смешением с инициирующим раствором применяется в пределах от –10 до +30°С.Known invention according to patent No. 2637259 "Thermal gas-chemical binary composition and method of application for treatment of bottomhole and remote zones of oil and gas reservoir", which is analogous with respect to the method and in relation to the composition. The essence is a method for treatment of bottomhole and remote zones of an oil and gas bearing formation, including injection into the formation of a thermogas-chemical binary composition - solutions of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites with an initiating solution, characterized in that mixing solutions of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites with an initiating solution produced in a mode of intensive mixing prior to the start of injection of a thermogas-chemical binary composition into an oil and gas bearing formation, and as an initiating solution, solutions of aldehydes containing alcohols or acetone are used, converting aldehyde groups into hemiacetals, which have a reduced reactivity, which provides an induction period sufficient for safe injection initial reagents into the oil and gas reservoir. The method according to claim 5, characterized in that the temperature of the aqueous solution of ammonium salts of mineral acids and alkali metal nitrites before mixing with the initiating solution is used in the range from –10 to + 30 ° C.
Недостатком известного технического решения является то, что:The disadvantage of the known technical solution is that:
1. Добыча ведётся периодически, сначала закачка термогазохимического бинарного состава, с последующим подъемом НКТ и затем спуском насосного оборудования, максимально возможная откачка и затем остановка и потом спускоподъёмные операции повторяются с закачкой новой порции термогазохимического бинарного состава.1. Production is carried out periodically, first the injection of the thermo-gas-chemical binary composition, followed by the lifting of the tubing and then the lowering of the pumping equipment, the maximum possible pumping out and then stopping and then the tripping operations are repeated with the injection of a new portion of the thermo-gas chemical binary composition.
2. Нет возможности производить добычу высоковязкой нефти с наклонных и горизонтальных скважин.2. There is no possibility to produce high-viscosity oil from deviated and horizontal wells.
3. Нет возможности менять зону перфорации (вскрытую зону) для откачки флюида и закачки бинарного состава не поднимая на поверхность насос.3. It is not possible to change the perforation zone (open zone) for pumping fluid and pumping a binary composition without lifting the pump to the surface.
Из исследованного уровня техники выявлен источник [УДК 622.236; 622.276.6, Варавва А. И., Вершинин В. Е. © Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2017. №6], статья «Численное моделирование тепловых эффектов при обработке скважин растворами бинарных смесей». Сущностью являются вопросы эффективности метода повышения продуктивности скважин при их обработке водными растворами бинарных смесей. После закачки раствора в пласт инициируется экзотермическая реакция взаимодействия между компонентами бинарной смеси, сопровождающаяся выделением газов. Воздействие на призабойную зону нефтяных скважин разогретых продуктов химической реакции является комбинированным и сводится к трем явлениям: разогреву породы и находящейся в ней нефти; очистке призабойной зоны от парафинов, смол и кольматирующих отложений; расширению системы естественных трещин и появлению искусственных трещин. В результате обработки возле скважины формируются две области: повышенной проводимости и повышенной температуры, где снижается вязкость нефти. Размеры областей могут не совпадать. Каждая область вносит свой вклад в увеличение продуктивности скважины. В работе методами математического и численного моделирования исследуются процессы теплового воздействия продуктов химической реакции на пласт и оценивается прирост дебита скважины за счет снижения вязкости нефти. Предложена математическая модель процесса реагирования компонентов бинарной смеси, их фильтрации и влияния на пластовую систему. Численное решение задачи осуществлено на базе открытой интегрируемой платформы OpenFOAM. Приведены результаты численного моделирования процесса реагирования бинарной смеси и последующей добычи нефти из прогретого пласта. Получены оценки роста температуры и размеров области прогрева при протекании экзотермической химической реакции в поровом пространстве, а также ожидаемого прироста добычи нефти и продолжительности эффекта. Исследованы случаи различных концентраций активных веществ. Показана высокая экономическая эффективность метода по тепловым эффектам прироста добычи. The source [UDC 622.236; 622.276.6, Varavva A. I., Vershinin V. Ye. © Network publication "Oil and Gas Business". 2017. No. 6], article "Numerical modeling of thermal effects when treating wells with solutions of binary mixtures". The essence is the issues of the effectiveness of the method for increasing the productivity of wells when processing them with aqueous solutions of binary mixtures. After the injection of the solution into the formation, an exothermic reaction of interaction between the components of the binary mixture is initiated, accompanied by the release of gases. The impact of heated chemical reaction products on the bottomhole zone of oil wells is combined and comes down to three phenomena: heating of the rock and the oil in it; cleaning the bottomhole zone from paraffins, resins and clogging deposits; expansion of the natural fracture system and the appearance of artificial fractures. As a result of treatment, two areas are formed near the well: increased conductivity and increased temperature, where the oil viscosity decreases. The sizes of the areas may not be the same. Each area contributes to the increase in well productivity. In this work, the methods of mathematical and numerical modeling are used to study the processes of thermal effect of the products of a chemical reaction on the formation and to estimate the increase in well production due to a decrease in oil viscosity. A mathematical model of the process of reacting the components of a binary mixture, their filtration and influence on the reservoir system is proposed. The numerical solution of the problem was carried out on the basis of the open integrated platform OpenFOAM. The results of numerical modeling of the reaction process of a binary mixture and subsequent oil production from a heated formation are presented. Estimates of the temperature increase and the size of the heating area during the exothermic chemical reaction in the pore space, as well as the expected increase in oil production and the duration of the effect are obtained. Cases of different concentrations of active substances have been investigated. The high economic efficiency of the method is shown in terms of the thermal effects of production growth.
Известное техническое решение использовано заявителем в качестве математической модели для подбора рецептуры заявленного состава. The known technical solution is used by the applicant as a mathematical model for the selection of the formulation of the claimed composition.
Известно изобретение по патенту РФ №2639003 «Способ добычи высоковязкой нефти», являющееся аналогом по отношению к способу и по отношению к устройству. Сущностью является способ добычи высоковязкой нефти из скважины, включающий оборудование скважины обсадной трубой с двумя вскрытыми зонами на горизонтальном или наклонном участке, спуск в обсадную трубу нижней колонны насосно-компрессорных труб с термостойким пакером до занятия им положения между вскрытыми зонами, спуск погружного насоса на верхней колонне насосно-компрессорных труб до первой вскрытой зоны, циклическую закачку теплоносителя по нижней колонне насосно-компрессорных труб и подъем водонефтяной эмульсии погружным насосом на поверхность, отличающийся тем, что перед спуском нижнюю колонну насосно-компрессорных труб с термостойким пакером присоединяют верхним концом к байпасной трубе, смонтированной на погружном насосе, и вместе спускают их на верхней колонне насосно-компрессорных труб, в которую по завершении спуска вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу, для закачки теплоноситель в нижнюю колонну насосно-компрессорных труб доставляют по кольцевому зазору и байпасной трубе, а подъем водонефтяной эмульсии на поверхность осуществляют по дополнительной трубе, гидравлически связанной с выкидом насоса.Known invention under the patent of the Russian Federation No. 2639003 "Method for the production of high-viscosity oil", which is analogous to the method and in relation to the device. The essence is a method for the production of high-viscosity oil from a well, including equipping the well with a casing with two open zones on a horizontal or inclined section, lowering the lower tubing string with a heat-resistant packer into the casing until it takes a position between the open zones, lowering a submersible pump on the upper the tubing string to the first exposed zone, cyclic pumping of the coolant through the lower tubing string and lifting the oil-water emulsion with a submersible pump to the surface, characterized in that, before running, the lower tubing string with a heat-resistant packer is connected with the upper end to the bypass pipe mounted on a submersible pump, and together they are lowered on the upper tubing string, into which an additional pipe is introduced with an annular gap at the end of the run, for pumping the coolant into the lower tubing string is delivered through the annular gap and bypass pipe, and the rise of the water-oil emulsion to the surface is carried out through an additional pipe, hydraulically connected with the pump discharge.
Недостатками известного технического решения является: The disadvantages of the known technical solution are:
1) дополнительные энергозатраты на нагрев теплоносителя вследствие того, что при закачке теплоносителя (пара или горячий воды) с поверхности в скважину во время движения к зоне перфорации (вскрытой зоне) теплоноситель теряет свою температуру;1) additional energy consumption for heating the coolant due to the fact that when the coolant (steam or hot water) is pumped from the surface into the well while moving to the perforation zone (open area), the coolant loses its temperature;
2) необходимость устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя, так как насосу необходим теплоотвод при работе; 2) the need to install thermal insulation of the submersible pump from the heat carrier passing nearby, since the pump needs a heat sink during operation;
3) недостаточно разогретая добываемая нефть оседает на стенках НКТ, во время движения к поверхности, в виде парафиновых отложений, которые со временим затрудняют работу насоса. 3) insufficiently heated produced oil settles on the walls of the tubing, while moving to the surface, in the form of paraffin deposits, which over time impede the operation of the pump.
Исходя из анализа исследованного уровня техники, заявитель делает вывод, что выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по различным единичным признакам в разных аналогах, вследствие чего прототип по отношению к заявленному способу и по отношению к заявленному устройству не выявлен, поэтому независимые пункты формулы изобретения составлены без ограничительной части. Based on the analysis of the investigated state of the art, the applicant concludes that the identified analogs coincide with the claimed technical solution for various single characteristics in different analogs, as a result of which the prototype in relation to the claimed method and in relation to the claimed device has not been identified, therefore the independent claims are drawn up without a limiting part.
Задачей и техническим результатом заявленного технического решения изобретения является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных многофункционалных скважин за счет: The objective and technical result of the claimed technical solution of the invention is to increase the efficiency of high-viscosity oil production from inclined and / or horizontal multifunctional wells due to:
- возможности производить добычу высоковязкой нефти и с наклонных, и горизонтальных скважин за счет того, что бинарная смесь движется в любом направлении;- the ability to produce high-viscosity oil from both inclined and horizontal wells due to the fact that the binary mixture moves in any direction;
- снижения трудоёмкости при спускоподъёмных операциях оборудования за счёт замены конструкции добывающий скважины на многофункциональную, - reduction of labor intensity during tripping operations of equipment by replacing the design of a production well with a multifunctional one,
- снижения времени спускоподъёмных операций за счет сокращения их количества,- reducing the time of tripping operations by reducing their number,
- упрощения технологии приготовления и закачки теплоносителя путём замены пара на термоактивный состав, а именно – бинарную смесь водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры) (далее – бинарный состав БС),- simplification of the technology of preparation and injection of the coolant by replacing steam with a thermoactive composition, namely, a binary mixture of aqueous solutions of inorganic salts of sodium nitrite and ammonium nitrate (ammonium nitrate) (hereinafter referred to as the binary composition of BS),
- снижение энергозатрат за счет закачки холодного бинарного состава и за счет отсутствия необходимости нагревать пар,- reduction of energy consumption due to the injection of a cold binary composition and due to the absence of the need to heat the steam,
- отсутствия необходимости устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя за счет использования водяного охлаждения насоса, - no need to install thermal insulation of the submersible pump from the heat carrier passing nearby due to the use of water cooling of the pump,
- увеличения межремонтного времени благодаря наличию водяного охлаждения двигателя погружного насоса, - increase in turnaround time due to the presence of water cooling of the submersible pump motor,
- отсутствия зависимости от потерь тепла при прохождении пара по стволу скважины,- no dependence on heat losses during steam passage through the wellbore,
- возможности менять вскрытую зону для закачки бинарного состава и откачки флюида без подъема на поверхность погружного насоса.- the ability to change the open area for injection of a binary composition and pumping out of fluid without lifting the submersible pump to the surface.
Сущностью заявленного технического решения является устройство для добычи высоковязкой нефти, состоящее из нижней колонны, нижнего термостойкого пакера, верхнего термостойкого пакера, опоры, погружного насоса, байпасной трубы, тройника, верхней колонны, дополнительной трубы, герметизирующего элемента, перфорированной трубы отбора флюида, разделительного термостойкого пакера, специально встроенного настраиваемого клапана, нагнетательной перфорированной трубы, при этом нижний термостойкий пакер соединен с нагнетательной перфорированной трубой; нагнетательная перфорированная труба соединена с верхним термостойким пакером; верхний термостойкий пакер соединен с нижней колонной таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры в нагнетательную перфорированную трубу; нижняя колонна соединена с опорой; верхний термостойкий пакер соединен с перфорированной трубой отбора флюида таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре, в которой установлен специально встроенный настраиваемый клапан; на перфорированной трубе отбора флюида сверху установлен разделительный термостойкий пакер; к специальному встроенному настраиваемому клапану присоединен погружной насос, при этом погружной насос с другой стороны соединён с тройником таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом; при этом герметизирующий элемент далее соединен с дополнительной трубой с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу установлена байпасная труба, которая соединяет опору с тройником таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны в нижнюю колонну. Способ для реализации устройства по п.1, заключающийся в том, что сначала оборудуют скважину, для чего обсаживают её обсадной трубой, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны, затем в скважину спускают нижний и верхний термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой, соединяют нижнюю колонну, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер, ограничивающий межтрубное пространство, и вворачивают опору со специально встроенным настраиваемым клапаном в перфорированную трубу отбора флюида, соединяют погружной насос и вставляют сверху в опору байпасную трубу, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы и выкид погружного насоса монтируют тройник, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну и до тройника вводят с кольцевым зазором дополнительную трубу с герметизирующим элементом, на конце который крепят тройник; затем кольцевое пространство между обсадной трубой и верхней колонной заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером и специально встроенным настраиваемым клапаном в опоре, далее производят закачку бинарного состава, который по кольцевому зазору, байпасной трубе и нижней колонне подают в концевой участок обсадной трубы, далее бинарный состав через первую вскрытую зону или вторую вскрытую зону попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту, далее разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону в межтрубное пространство между нижней колонной и начальным участком обсадной трубы, далее разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан на прием погружного насоса, разогретую водонефтяную эмульсию откачивают на поверхность по дополнительной трубе; при снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают бинарный состав в продуктивную зону пласта по нижней колонне для повышения жидкотекучести нефти, далее проводят откачку и циклы повторяют. Способ по п.2, отличающийся тем, что обработку продуктивного пласта проводят с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами, но не более расстояния между верхним термостойким пакером и разделительным термостойким пакером. The essence of the claimed technical solution is a device for the production of high-viscosity oil, consisting of a lower string, a lower heat-resistant packer, an upper heat-resistant packer, a support, a submersible pump, a bypass pipe, a tee, an upper string, an additional pipe, a sealing element, a perforated fluid extraction pipe, a heat-resistant separation a packer, a specially built-in adjustable valve, an injection perforated pipe, while the lower heat-resistant packer is connected to the injection perforated pipe; a perforated injection pipe is connected to the upper heat-resistant packer; the upper heat-resistant packer is connected to the lower string in such a way as to ensure the flow of liquid from the support into the injection perforated pipe; the lower column is connected to the support; the upper heat-resistant packer is connected to the perforated fluid withdrawal pipe in such a way as to ensure the fluid flow through the hole in the support, in which a specially built-in adjustable valve is installed; a heat-resistant separating packer is installed on top of the perforated fluid extraction pipe; a submersible pump is connected to a special built-in adjustable valve, while the submersible pump on the other side is connected to a tee in such a way as to make a connection with a sealing element; while the sealing element is further connected to the additional pipe with the possibility of providing free passage of the produced fluid to the surface; In this case, a bypass pipe is installed parallel to the submersible pump, which connects the support with the tee in such a way as to ensure the possibility of fluid flow from the upper column to the lower column. The method for implementing the device according to claim 1, which consists in the fact that first the well is equipped, for which it is cased with a casing having the first and second open zones on a horizontal or inclined section, then the lower and upper heat-resistant packers connected to each other are lowered into the well perforated injection pipe, connect the lower string, on top of which a coaxially perforated fluid withdrawal pipe is put on, then a heat-resistant separating packer is installed, limiting the annular space, and a support with a specially built-in adjustable valve is screwed into the perforated fluid withdrawal pipe, the submersible pump is connected and inserted from above into the support a pipe corresponding to the length of the submersible pump, a tee is mounted on the free end of the bypass pipe and the discharge of the submersible pump, on the opposite side of which the upper column is screwed on and an additional pipe with a sealing element is introduced to the tee with an annular gap, at the end of which th attach the tee; then the annular space between the casing pipe and the upper string is filled with water, in the lower part, the movement of water is limited by a separating heat-resistant packer and a specially built-in adjustable valve in the support, then a binary composition is injected, which is fed to the end section of the casing through the annular gap, the bypass pipe and the lower string pipes, then the binary composition through the first exposed zone or the second exposed zone enters the preheated productive formation and then pushes it with water, withstands the estimated activation time of the exothermic chemical reaction and the heating time of high-viscosity oil in the formation, then the heated oil-water emulsion with unreacted reaction products flows through the first exposed zone into the annular space between the lower casing and the initial section of the casing, then the heated water-oil emulsion flows through a specially built-in adjustable valve to the intake of the submersible pump, the heated water-oil the emulsion is pumped to the surface through an additional pipe; when the flow rate decreases, pumping is stopped and the binary composition is again pumped into the pay zone along the lower column to increase the fluidity of the oil, then pumping is carried out and the cycles are repeated. The method according to
Заявленное техническое решение иллюстрируется чертежом. The claimed technical solution is illustrated in the drawing.
На чертеже приведена схема заявленного технического решения, где: The drawing shows a diagram of the claimed technical solution, where:
1 – обсадная труба,1 - casing,
2 – первая вскрытая зона,2 - the first opened zone,
3 – вторая вскрытая зона,3 - the second opened zone,
4 – нижняя колонна НКТ,4 - lower tubing string,
5н – нижний термостойкий пакер,5n - lower heat-resistant packer,
5в – верхний термостойкий пакер,5c - upper heat-resistant packer,
6 – опора,6 - support,
7 – выкид погружного насоса,7 - discharge of a submersible pump,
8 – байпасная труба,8 - bypass pipe,
9 – тройник,9 - tee,
10 – верхняя колонна,10 - upper column,
11 – кольцевой зазор,11 - annular gap,
12 – дополнительная труба,12 - additional pipe,
13 – герметизирующий элемент,13 - sealing element,
14 – межтрубное пространство,14 - annular space,
15 – перфорированная труба отбора флюида,15 - perforated fluid selection pipe,
16 – разделительный термостойкий пакер,16 - separating heat-resistant packer,
17 – специально встроенный настраиваемый клапан,17 - specially built-in adjustable valve,
18 – нагнетательная перфорированная труба.18 - perforated discharge pipe.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.Next, the applicant provides a description of the claimed technical solution.
Заявленная группа изобретений состоит из устройства и способа, которые далее описаны более подробно.The claimed group of inventions consists of a device and a method, which are described in more detail below.
Далее заявителем приведено описание заявленного устройства (чертеж).Next, the applicant gives a description of the claimed device (drawing).
Заявленное устройство для реализации заявленного способа добычи высоковязкой нефти состоит из нижней колонны НКТ 4, нижнего термостойкого пакера 5н, верхнего термостойкого пакера 5в, опоры 6, погружного насоса 7, байпасной трубы 8, тройника 9, верхней колонны НКТ 10, дополнительной трубы 12, герметизирующего элемента 13, перфорированной трубы для отбора флюида 15, разделительный термостойкого пакера 16, специально встроенного настраиваемого клапана 17, нагнетательная перфорированной трубы 18.The claimed device for implementing the claimed method of high-viscosity oil production consists of a
Все составные части заявленного устройства соединены между собой сборочными операциями, например, свинчиванием. All the components of the claimed device are interconnected by assembly operations, for example, by screwing.
При этом нижний термостойкий пакер 5н соединен с нагнетательной перфорированной трубой 18; нагнетательная перфорированная труба 18 соединена с верхним термостойким пакером 5в; пакер 5в соединен с нижней колонной НКТ 4 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости из опоры 6 в нагнетательную перфорированную трубу 18; нижняя колонна НКТ 4 соединена с опорой 6; пакер 5в соединен с перфорированной трубой отбора флюида 15 таким образом, чтобы обеспечить проток жидкости через отверствие в опоре 6, в которой установлен специально встроенный настраиваемый клапан 17; на перфорированной трубе отбора флюида 15 сверху установлен разделительный термостойкий пакер 16; к специальному встроенному настраиваемому клапану 17 присоединен погружной насос 7, при этом погружной насос 7 с другой стороны соединён с тройником 9 таким образом, чтобы выполнить соединение с герметизирующим элементом 13; при этом герметизирующий элемент 13 далее соединен с дополнительной трубой 12 с возможностью обеспечения свободного прохода добываемого флюида на поверхность; при этом паралелльно погружному насосу 7 установлена байпасная труба 8, которая соединяет опору 6 с тройником 9 таким образом, чтобы обеспечить возможность протока жидкости из верхней колонны НКТ 10 в нижнюю колонны НКТ 4. In this case, the lower heat-resistant packer 5n is connected to the injection perforated pipe 18; perforated injection pipe 18 is connected to the upper heat-resistant packer 5b; the packer 5b is connected to the lower tubing string 4 in such a way as to ensure the flow of fluid from the support 6 to the injection perforated pipe 18; the lower string of tubing 4 is connected to the support 6; the packer 5b is connected to the perforated fluid sampling pipe 15 so as to ensure the fluid flow through the hole in the support 6, in which a specially built-in adjustable valve 17 is installed; a heat-resistant separating packer 16 is installed on top of the perforated fluid extraction pipe 15; a submersible pump 7 is connected to a special built-in adjustable valve 17, while the submersible pump 7 is connected on the other side with a tee 9 in such a way as to make a connection with a sealing element 13; while the sealing element 13 is further connected to the additional pipe 12 with the possibility of providing a free passage of the produced fluid to the surface; In this case, parallel to the submersible pump 7, a bypass pipe 8 is installed, which connects the support 6 with a tee 9 in such a way as to ensure the possibility of fluid flow from the upper tubing string 10 to the lower tubing string 4.
Заявленное устройство собирают следующим образом (чертеж). The claimed device is assembled as follows (drawing).
Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке первую и вторую вскрытые зоны 2 и 3 соответственно, затем в скважину спускают нижний 5н и верхний 5в термостойкие пакеры, соединённые между собой нагнетательной перфорированной трубой 18, соединяют нижнюю колонну НКТ 4, поверх которой надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15, далее устанавливают разделительный термостойкий пакер 16, ограничивающий межтрубное пространство 14, и вворачивают опору 6 со специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в перфорированную трубу отбора флюида 15, соединяют погружной насос 7 и вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, на свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого навертывают верхнюю колонну НКТ 10 и до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующим элементом 13, на конце который крепят тройник 9.The well is cased with a
Далее заявителем приведено описание заявленного способа (чертеж).Next, the applicant gives a description of the claimed method (drawing).
По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, обьединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4, заканчивается нагнетательной перфорированной трубой 18 с пакером 5н наконце и выходом во вторую вскрытую зону 3. Другая линия соединяет первую вскрытую зону 2 межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной трубой отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через специально разработанной настраиваемый клапан 17 и погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.Upon completion of installation and operation of heat-
Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16 и специально встроенным настраиваемым клапаном 17 в опоре 6, это необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.Further, the annular space between the
Далее производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником на чертеже), который (БС) по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. БС через вскрытую зону 2 или 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через первую вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клатан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются. Next, injection or cyclic injection is performed from the surface of the binary composition (arrows with an unpainted tip in the drawing), which (BS) along the
По мнению заявителя, закачка «холодного» (температуры окружающей среды на поверхности) БС решает проблему потери тепла при транспортировке его до призабойной зоны пласта, так как БС начинает выделять тепло (200-350 °С) от химической реакции смеси компонентов в продуктивной зоне, а катализатор запуска химической реакции которой закачивается следом после оторочки воды для промывки ствола НКТ (при этом при определённых условиях катализатор можно не закачивать), которая идёт следом за активным компанентом. Возможена одновременная закачка термоактивного состава и катализатора замедления с просчитанным временем начала химической реакции, с выделением большого количества тепла и парообразных продуктов реакции, которые легко проникают в продуктивный пласт и разогревают высоковязкую нефть. Разогретая высоковязкая нефть стекает в зону перфорационных отверстий, из-за разности давлений срабатывает специально встроенный настраеваемый клапан, открывая проход жидкости к фильтру насоса, и далее флюид поднимается на поверхность земли погружным насосным оборудованием, расположенным в нижней части колонны насосно-компрессорных труб. Разогретая до 200-350 °С нефть не успевает остыть до температуры выпадания парафина и тем самым облегчает работу погружного насосного оборудования и транспортировку до ёмкости сбора готового продукта. Залитая с наружной поверхности погружного насоса техническая или пластовая вода решает проблемму теплосъёма с поверхности двигателя и не требует дорогостоящей теплоизоляции. According to the applicant, the injection of a "cold" (ambient temperature at the surface) BS solves the problem of heat loss during its transportation to the bottomhole formation zone, since the BS begins to generate heat (200-350 ° C) from the chemical reaction of the mixture of components in the production zone, and the catalyst for starting the chemical reaction of which is injected after the slug of water for flushing the tubing bore (in this case, under certain conditions, the catalyst may not be injected), which follows the active component. It is possible to simultaneously pump a thermoactive composition and a retardation catalyst with a calculated time of the onset of a chemical reaction, with the release of a large amount of heat and vaporous reaction products, which easily penetrate into the reservoir and heat up high-viscosity oil. The heated high-viscosity oil flows into the perforation zone, due to the pressure difference, a specially built-in adjustable valve is triggered, opening the fluid passage to the pump filter, and then the fluid rises to the earth's surface by submersible pumping equipment located in the lower part of the tubing string. Preheated to 200-350 ° С, the oil does not have time to cool down to the temperature of paraffin precipitation and thereby facilitates the operation of submersible pumping equipment and transportation to the collection tank for the finished product. Industrial or formation water poured from the outer surface of a submersible pump solves the problem of heat removal from the engine surface and does not require expensive thermal insulation.
При необходимости вода для охлажения может циркулировать и подаваться с поверхности по кабелю подачи электро питания к установке электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) с дополнительной импульсной трубкой производства, например, ООО «Инкомп-Нефть».If necessary, water for cooling can be circulated and supplied from the surface through the power supply cable to the installation of an electric driven centrifugal pump (ESP) with an additional impulse tube manufactured by, for example, Inkomp-Neft LLC.
Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения (чертеж). Further, the applicant gives examples of the implementation of the claimed technical solution (drawing).
Пример 1. Обработка продуктивного пласта с ограниченным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами.Example 1. Treatment of a pay zone with a limited distance between the first and second exposed zones.
Скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном или наклонном участке вскрытые зоны 2 и 3 (первую и вторую, но может быть больше). До спуска оборудования производят предварительный кратковременный подогрев пласта путем закачки теплоносителя, например пара, в скважину для очистки и подготовки первой и второй вскрытых зон 2 и 3. В результате снижается вязкость высоковязкой нефти в пласте вблизи указанных зон до приемлемого значения, и нефть становится пригодной для перекачки погружным насосом. The well is cased with a
Затем в скважину опускают нижнюю нагнетательную перфорированную колонну 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце, затем вешают верхний пакер 5в, далее присоединяют нижнюю колонну НКТ 4 (длину выбирают в зависимости от расстояния до (крайней) второй зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1). Поверх НКТ 4 надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с специально встроенным настраиваемым клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7. Вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нагнетательный перфорированный колонне 18 нижней термостойкий пакер 5н достигает положения за последней второй зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном или наклонном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля электропитания насоса 7. Специально встроенный настраиваемый клапан 17 предохраняет погружной насос 7 и байпасную трубу 8 от резкого скачка давления, получаемого от термобарической химической реакции с выделением большого количества продуктов реакции в виде газов, который открывается после выравнивания давления с пластом и передачи тепла продуктами реакции призабойной зоне и пласту .Then, a lower
По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, обьединяющих межтрубное пространство между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубы 18. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной труба отбора флюида 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.Upon completion of installation and operation of heat-
Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют технической или пластовой водой, в нижней части движение воды ограничивают разделительным термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения двигателя погружного насоса 7 при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.Further, the annular space between the
Далее по кольцевому зазору 11 производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником), который по байпасной трубе 8, нижней колонне НКТ 4 и нагнетательной перфорированной трубой 18 подают в концевой участок обсадной трубы 1 с вскрытыми первой и второй зонами перфорацией 2 и 3. БС с катализатором через первую или вторую вскрытую зону 2 или 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают расчётное время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вскрытую зону 2 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, нагнетательной перфорированной трубой 18 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через специально встроенный настраиваемый клапан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются.Further, through the
Пример 2: Обработка продуктивного пласта с увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами. Example 2: Treatment of a pay zone with an increased distance between the first and second exposed zones .
Обработку продуктивного пласта со увеличенным расстоянием между первой и второй вскрытыми зонами 2 и 3, но не более расстояния между пакерами 5в и 16, осуществляют следующим способом: скважину обсаживают обсадной трубой 1, имеющей на горизонтальном участке вскрытые зоны 2 и 3 на известным растояние друг от друга. До спуска оборудования производят предварительный подогрев пласта путем закачки теплоносителя, например пара, в скважину через первую и вторую вскрытые зоны 2 и 3. В результате снижается вязкость высоковязкой нефти в пласте вблизи указанных зон до приемлемого значения, и нефть становится пригодной для перекачки погружным насосом.Treatment of a productive formation with an increased distance between the first and second
Затем в скважину опускают нагнетательную перфорированную трубу 18 с нижнем термостойким пакером 5н на конце и верхним термостойким пакером 5в в конце зоны вскрытия 3. Длину нижней колонны НКТ 4 выбирают в зависимости от расстояния до крайней зоны вскрытия 3 на обсадной трубе 1. Поверх НКТ 4 на расстояние несколько большее, чем вскрытая зона 3, надевают коаксиально перфорированную трубу отбора флюида 15 большего диаметра, сверху устанавливают разделительный термостойкий пакер 16. Верхний конец нижней колонны НКТ 4 вворачивают в опору 6 с клапаном 17, смонтированную снизу погружного насоса 7, вставляют сверху в опору 6 байпасную трубу 8, соответствующую длине погружного насоса, и продолжают спуск в скважину. На свободный конец байпасной трубы 8 и выкид погружного насоса 7 монтируют тройник 9, с противоположной стороны которого наворачивают верхнюю колонну НКТ 10 и спускают на ней в скважину собранную установку. Спуск заканчивают, когда установленный на нижней колонне НКТ 4 термостойкий пакер 5в достигает положения за последней зоной вскрытия 3 в обсадной трубе 1, а термостойкий пакер 16 оказывается выше вскрытой зоны 3, но ниже вскрытой зоны 2, при этом погружной насос 7 оказывается на горизонтальном участке скважины. По окончании спуска в верхнюю колонну НКТ 10 до тройника 9 вводят с кольцевым зазором 11 дополнительную трубу 12 с герметизирующими элементами 13 на конце, которая гидравлически соединяется с выкидом погружного насоса 7. Благодаря размещению дополнительной трубы 12 внутри верхней колонны НКТ 10 предотвращается повреждение обеих труб, а также кабеля.Then, an injection
По завершении монтажа и срабатывания термостойких пакеров 5н, 5в и 16, разделяющих межтрубное пространство между вскрытыми зонами 2 и 3, в скважине появляются две гидравлические линии. Одна линия проходит по кольцевому зазору 11 между дополнительной трубой 12 и верхней колонной НКТ 10, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4. Другая линия соединяет межтрубное пространство 14 между нижней колонной НКТ 4, перфорированной НКТ 15 и обсадной трубой 1 через погружной насос 7 с дополнительной трубой 12, выходящей на поверхность.Upon completion of installation and operation of heat-
Далее кольцевое пространство между обсадной трубой 1 и верхней колонной НКТ 10 заполняют водой, в нижней части движение воды ограничивают термостойким пакером 16, это необходимо для охлаждения насоса при работе с горячей водонефтяной эмульсией и для контроля роста давления в скважине.Further, the annular space between the
Далее производят закачку или циклическую закачку с поверхности бинарного состава (стрелки с незакрашенным наконечником), который по кольцевому зазору 11, байпасной трубе 8 и нижней колонне НКТ 4 подают в концевой участок обсадной трубы 1. Теплоноситель через вторую вскрытую зону 3 попадает в предварительно прогретый продуктивный пласт и далее его продавливают водой, выдерживают время активации экзотермической химической реакции и время разогрева высоковязкой нефти в пласту. Разогретая водонефтяная эмульсия с непрореагированными продуктами реакции стекает через вторую вскрытую зону 3 (стрелки с закрашенным наконечником) в межтрубное пространство 13 между нижней колонной НКТ 4 и начальным участком обсадной трубы 1. Разогретая водонефтяная эмульсия поступает через клатан 17 на прием погружного насоса 7 и откачивается на поверхность по дополнительной трубе 12. При снижении дебита откачку прекращают и вновь закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка и циклы повторяются. Next, injection or cyclic injection is carried out from the surface of the binary composition (arrows with an unpainted tip), which is fed through the
При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до первой вскрытой зоны 2 и вновь повторяют все операции, аналогично обработке второй вскрытой зоны 3, закачивают БС в продуктивную зону пласта по нижней колонне НКТ 4 для повышения жидкотекучести нефти. Далее следует откачка насосом 7 и циклы повторяются. При снижении дебита ниже рентабельности откачку прекращают, поднимают колонну до следующей вскрытой зоны и так далее, пока все вскрытые зоны не будут обработаны.When the flow rate decreases below the profitability, pumping is stopped, the column is raised to the first opened
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнуты поставленные задачм и заявленный технический результат, а именно - повышена эффективность добычи высоковязкой нефти из наклонных и/или горизонтальных многофункционалных скважин за счет:Thus, from the above, we can conclude that the applicant has achieved the tasks set and the claimed technical result , namely, the efficiency of high-viscosity oil production from inclined and / or horizontal multifunctional wells has been increased due to:
- возможности производить добычу высоковязкой нефти и с наклонных, и горизонтальных скважин за счет того, что бинарная смесь двигается в любом направлении;- the ability to produce high-viscosity oil from both inclined and horizontal wells due to the fact that the binary mixture moves in any direction;
- снижения трудоёмкости при спускоподъёмных операциях оборудования за счёт замены конструкции добывающий скважины на многофункциональную, - reduction of labor intensity during tripping operations of equipment by replacing the design of a production well with a multifunctional one,
- снижения времени спускоподъёмных операций за счет сокращения их количества,- reducing the time of tripping operations by reducing their number,
- упрощения технологии приготовления и закачки теплоносителя путём замены пара на термоактивный состав, а именно – бинарную смесь водных растворов неорганических солей нитрита натрия и нитрата аммония (аммиачной селитры),- simplification of the technology of preparation and injection of the coolant by replacing steam with a thermoactive composition, namely, a binary mixture of aqueous solutions of inorganic salts of sodium nitrite and ammonium nitrate (ammonium nitrate),
- снижение энергозатрат за счет закачки холодного бинарного состава и за счет отсутствия необходимости нагревать пар,- reduction of energy consumption due to the injection of a cold binary composition and due to the absence of the need to heat the steam,
- отсутствия необходимости устанавливать теплоизоляцию погружного насоса от проходящего рядом теплоносителя за счет использования водяного охлаждения насоса, - no need to install thermal insulation of the submersible pump from the heat carrier passing nearby due to the use of water cooling of the pump,
- увеличения межремонтного времени благодаря наличию водяного охлаждения двигателя погружного насоса, - increase in turnaround time due to the presence of water cooling of the submersible pump motor,
- отсутствия зависимости от потерь тепла при прохождении пара по стволу скважины,- no dependence on heat losses during steam passage through the wellbore,
- возможности менять вскрытую зону для закачки бинарного состава и откачки флюида без подъема на поверхность погружного насоса.- the ability to change the open area for injection of a binary composition and pumping out of fluid without lifting the submersible pump to the surface.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники заявителем не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью существенных признаков.The claimed technical solution meets the "novelty" criterion for inventions, since the applicant did not identify technical solutions from the studied state of the art that have the claimed set of essential features.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на заявленный технический результат. The claimed technical solution meets the inventive step criterion for inventions, since no technical solutions have been identified that have features that coincide with the distinctive features of the claimed invention, and the influence of the distinctive features on the claimed technical result has not been established.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемой к изобретениям, так как может быть изготовлена на стандартном оборудовании с использованием известных материалов и деталей.The claimed technical solution meets the criterion of "industrial applicability" for inventions, since it can be manufactured on standard equipment using known materials and parts.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143189A RU2748098C1 (en) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020143189A RU2748098C1 (en) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2748098C1 true RU2748098C1 (en) | 2021-05-19 |
Family
ID=75920034
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020143189A RU2748098C1 (en) | 2020-12-25 | 2020-12-25 | Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2748098C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778919C1 (en) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2208145C1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-07-10 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (Технический университет) | Device for heat treatment of bottomhole formation zone |
| RU2282018C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-08-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device for heat well bottom zone treatment |
| RU2571963C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treatment of reservoir with high-viscous oil by combustible and oxidising composition |
| RU2639003C1 (en) * | 2016-11-22 | 2017-12-19 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method for production of high-viscosity oil |
| RU2671880C1 (en) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation |
-
2020
- 2020-12-25 RU RU2020143189A patent/RU2748098C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
| RU2208145C1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-07-10 | Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (Технический университет) | Device for heat treatment of bottomhole formation zone |
| RU2282018C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-08-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет)" | Device for heat well bottom zone treatment |
| RU2571963C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for treatment of reservoir with high-viscous oil by combustible and oxidising composition |
| RU2639003C1 (en) * | 2016-11-22 | 2017-12-19 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Method for production of high-viscosity oil |
| RU2671880C1 (en) * | 2017-05-18 | 2018-11-07 | Владимир Георгиевич Кирячек | Method of extraction of oil-kerogen containing reservoirs and technological complex for its implementation |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778919C1 (en) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation |
| RU2812385C1 (en) * | 2023-06-05 | 2024-01-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution |
| RU2812983C1 (en) * | 2023-06-05 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution |
| RU2812996C1 (en) * | 2023-06-05 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution |
| RU2812985C1 (en) * | 2023-06-07 | 2024-02-06 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| CA2640465A1 (en) | Hydraulic actuated pump system | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| EA015740B1 (en) | Well jet device | |
| RU2748098C1 (en) | Method of extraction of high-viscosity oil and the device for its implementation | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2778919C1 (en) | Method for the production of high-viscosity oil and thermal gas-chemical composition for its implementation | |
| RU2812985C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| US20150159474A1 (en) | Hydrocarbon production apparatus | |
| RU2812983C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2812996C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
| RU2812385C1 (en) | Method for producing high-viscosity oil with in-well thermal activation of binary solution | |
| US3465826A (en) | High-temperature water injection | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2405929C1 (en) | Method for development of reservoir of high-viscous oil | |
| RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells |